PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO

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1 PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua da Quitanda, Centro Rio de Janeiro RJ Tel (+21) Fax (+21)

2 2012/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO SUMÁRIO EXECUTIVO METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 26/05/2012 A 01/06/2012 NT (PMO - Semana Operativa a ).docx

3 Sumário 1 Introdução 4 2 Conclusões Relacionadas ao atendimento Energético Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica 5 3 Pontos de Destaque Relacionados com a Operação Hidroenergética Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos Relacionados com a Otimização Energética Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Região Sul Região Nordeste Região Norte Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 13 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética Diretrizes para transferências de energia entre regiões: Diretrizes para operação energética das bacias Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga Previsão de Carga Carga de Energia Carga de Demanda 30 Lista de figuras e tabelas 42 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 3 / 42

4 1 Introdução Este documento apresenta os principais resultados do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Junho/2012, para a semana operativa de 26/05/2012 a 01/06/2012, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecidas pela Agência Nacional de Águas ANA. 2 Conclusões 2.1 Relacionadas ao atendimento Energético Os resultados do PMO de Junho/12 indicaram, para a semana de 26/05/2012 a 01/06/2012, o despacho por ordem de mérito na região Sudeste/C.Oeste, em todos patamares de carga, das UNEs Angra 1 e Angra 2 e das UTEs M. Covas (indisponível, conforme Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009), Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L. C. Prestes, Atlântico, G. L. Brizola, Juiz de Fora, Cocal (considerada indisponível devido à manutenção declarada pelo Agente), PIE-RP e B. L. Sobrinho no patamar de carga pesada; Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota III, P. Médici A e B, J. Lacerda A2, B e C, Uruguaiana (indisponível, conforme REN ANEEL nº 340 de 25/11/2008) e Charqueada; Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco e Fortaleza. Não houve despacho de geração térmica por ordem de mérito de custo na região Norte Além disso, está previsto para a semana de 26/05 a 01/06/2012, o despacho da UTE Santa Cruz e Linhares, nos patamares de carga pesada, média e leve em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL. Houve também, na região Sudeste/C.Oeste, a indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Linhares e Santa Cruz, utilizando GNL. Tendo por base a metodologia vigente para antecipação de despacho GNL, foi comandado o despacho nas suas disponibilidades máximas, em todos os patamares de carga, por ordem de mérito de custo, na semana operativa de 28/07 a 03/08/2012. A aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP, para o mês de Junho, indicou os Níveis de Segurança de 69,5 %EARmáx e 61,4%EARmáx para as regiões SE/CO e NE, respectivamente. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 4 / 42

5 Na elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Junho, os Procedimentos Operativos de Curto Prazo POCP não indicaram o despacho térmico complementar por garantia energética. Cabe ressaltar, que durante a etapa de Programação Diária da Operação poderá ser efetuada geração adicional em usinas térmicas não indicadas para despacho por ordem de mérito de custo, nas regiões NE, SE/CO e Sul, tendo como referência a Resolução CNPE nº8, emitida em 20 de dezembro de 2007 e a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão destacadas no item Pontos de Destaque 3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW. O Oficio nº 079/2010-SRG-ANEEL, emitido em 06/05/2010, instruiu o ONS a partir da Revisão 2 do PMO de Maio de 2010, a adotar um único critério de segurança para o tronco 765 kv a ser utilizados nos modelos que elaboram o PMO e suas Revisões, bem como no POCP. Em cumprimento ao referido Ofício, o ONS estará adotando o critério de segurança (N-2) para o tronco 765kV, nos processos supracitados. Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 3.045/2011, de 22 de julho de 2011, foi utilizada, a partir do PMO de Agosto/2011, a versão 17 do Modelo DECOMP. Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utilizada no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE. Tendo como referência o estabelecido nas correspondências ONS 027/340/2009 e ANEEL 023/2009-SRG, anexas, os valores de geração das UHEs Peixe Angical e Lajeado, necessárias para a definição do limite de intercâmbio entre as SE Colinas e Miracema (sentido Colinas - Miracema) FCOMC, será obtida em uma execução prévia do modelo DECOMP, cujo deck de dados está disponível no site do ONS na área destinada às informações do Programa Mensal de Operação e suas Revisões. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 5 / 42

6 Outrossim, para pronta referência, os valores dessas gerações e do FCOMC, para a semana operativa de 26/05/2012 a 01/06/2012, encontram-se na tabela a seguir: Tabela 3-1: Limites de Intercâmbio Usina Geração por Patamar de Carga(MW) Pesada Média Leve Lajeado Peixe Angical Limite de Intercâmbio FCOMC Em atendimento à Resolução 10/2003 do CNPE, o ONS procedeu à execução do Modelo DECOMP, para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Junho/2012, considerando duas Funções de Custo Futuro, elaboradas a partir do modelo NEWAVE, autorizada para uso no PMO, uma utilizando as Curvas de Aversão a Risco e outra não utilizando as mesmas. O Programa Mensal de Operação PMO para o mês de Junho/12 foi elaborado tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que: Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS deverá considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados Newave e do Modelo para Otimização da Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas Decomp, como limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo. (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006) ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 6 / 42

7 A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 30/04/2012, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS- 0205/400/2012, emitida em 21/05/2012. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 7 / 42

8 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto quando indicado nas análises de desligamentos (item 4.4.1). Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV. Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candiota III Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve-se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I. Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 8 / 42

9 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações 1ª unidade geradora da usina Porto Pecem I 360MW (início dos testes em 06/04/2012) TR-05 e TR /34,5 kv 68 MVA SE Lagoa dos Barros (testes de 31/03 a 31/05/2012) 3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos LT 230 kv Porto Alegre 4 / Porto Alegre 9 C1 (até 31/05/2012) TR22 34/34,5 kv da SE Bandeirantes/SP (até 31/05/2012) Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 15/06/2012) TR-8 230/88 kv da SE Piratininga (até 24/06/2012) Reator RT2 440kV 198 Mvar da SE Araraquara (até 24/06/2012) Reator de linha RIA1 765kV 329 Mvar da SE Tijuco Preto (até 29/06/2012) TR-1 345/138 kv da SE Itutinga (até 30/06/2012) TR-3 345/230 kv da SE Bandeirantes/GO (até 30/07/2012) Compensador Síncrono 1 da SE B. Jesus da Lapa (até 30/11/2012) TR /345 kv da SE Jaguara (até 31/12/2012) Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 26/12/2012) TR /138kV da SE Grajaú (até 29/05/2012, conectado apenas pelo lado de BT) 3.4 Relacionados com a Otimização Energética Os resultados do PMO de Junho/12, para a semana de 26/05/2012 a 01/06/2012, indicam os seguintes níveis de armazenamento: Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 01/06 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 72,9 45,9 71,2 96,5 95,4 Limite Inferior 72,6 44,8 71,0 96,5 95,4 Tabela 3-3: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 30/06 Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU) Valor Esperado 69,7 46,8 61,1 89,8 86,5 Limite Inferior 68,0 41,1 60,3 89,8 86,5 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 9 / 42

10 Os resultados do PMO de Junho/12 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos marginais de operação associados: Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) N NE SE/CO IT S Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) (*) Custo Marginal da Operação SE/CO S NE N Pesada 180,31 180,31 178,60 178,60 Média 178,60 178,60 178,60 178,60 Leve 177,25 177,25 177,25 177,25 (*) Esses valores contemplam a inserção das Curvas de Aversão ao Risco na formação da Função de Custo Futuro, pelo modelo NEWAVE (Versão 16), com base no Despacho ANEEL nº 2.747/ Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se com pequena recessão em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuviscos isolados no início da próxima semana operativa nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande e Paraná (trecho próximo a Uhe Itaipu). O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 90% da MLT, sendo armazenável 87% da MLT. No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em elevação em relação às verificadas na semana em curso. A previsão é de ocorrência de chuvisco/fraca isolados nas bacias deste subsistema ao longo da próxima semana operativa. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 10 / 42

11 Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 47% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 44% da MLT. No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se com pequena elevação em relação à semana corrente. A previsão é de permanência da estiagem. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 52% MLT, sendo totalmente armazenável. Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado nesta semana. No início da próxima semana ocorrem pancadas de chuva próximo a Uhe Tucuruí. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 47% MLT, sendo totalmente armazenável. Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Semanal Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões Regiões Sudeste/Centro-Oeste Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de junho é de uma média de 95% da MLT, sendo armazenável 93% da MLT, o que representa um cenário hidrológico aproximadamente igual ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 84% da MLT, sendo armazenável 82% da MLT. Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 11 / 42

12 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Grande Bacia do Rio Paranaíba Bacia do Alto Paraná (Ilha Solteira e Jupiá) Bacia do Baixo Paraná (Porto Primavera e Itaipu) Paraíba do Sul Região Sul O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de junho é de 67% da MLT, sendo armazenável 64% da MLT, o que revela uma condição hidrológica semelhante ao que se verificou no último mês. Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 34% da MLT, sendo armazenável 31% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema. Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) Valor Esperado Limite Inferior Bacias Semana Mês Semana Mês Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Jacuí Bacia do Rio Uruguai Região Nordeste A previsão da média de vazões naturais para o mês de junho é de 71%, sendo totalmente armazenável o que representa um cenário hidrológico superior ao observado no mês anterior. O limite inferior da previsão indica o valor de 63% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 12 / 42

13 3.6.4 Região Norte Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de junho apresente uma média de 58% da MLT, sendo armazenável 58% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico semelhante ao verificado no último mês. Em relação ao limite inferior, a previsão indica 53% da MLT%, sendo armazenável 53% da MLT. 3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema. Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região ENA Mensal Valor Esperado SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N MWmed % MLT % MLT Armazenável ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 13 / 42

14 Figura 3-1: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 26/05 a 01/06 ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 14 / 42

15 4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: A geração da UHE Tucuruí deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Seus excedentes energéticos serão transferidos para a região SE/CO, complementado as disponibilidades energéticas desta região para atendimento da política de maximização do fornecimento de energia para a região Sul. A geração da UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga, visando garantir disponibilidades energéticas nas usinas de jusante do rio Tocantins (UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito). As disponibilidade energéticas destas usinas deverá ser explorada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração da região Nordeste deverá ser dimensionada visando a maximização do fornecimento de energia das regiões N e NE para a região SE/CO, nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes. Face as condições hidroeneergéticas desfavoráveis na bacias da região Sul, o fornecimento de energia para esta região é prioritario e deverá ser maximizado em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO e do sistema de transmissão da região Sul. Neste contexto, a geração das usinas hidráulicas da região SE/CO, bem como a transferência de energia das regiões N e NE para a região SE/CO deverá ser dimensionada visando a maximização do fornecimento de energia para a região Sul. A geração da UHE Itaipu deverá ser dimensionada em função das afluências e do nível de armazenamento de seu reservatório, respeitando-se as restrições operativas da usina. Suas disponibilidades energéticas deverão ser exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Na região Sul, em função das condições hidroenergéticas bastantes desfavoráveis faz-se necessária a implementação de uma operação especial para preservar o armazenamento nas usinas da bacia do rio Uruguai, conforme descritas abaixo: Bacia do rio Uruguai UHE Campos Novos A permanência das atuais condições hidrológicas desfavoráveis na cabeceira do rio Canoas, impõe a preservação do armazenamento do reservatório da UHE Campos Novos, o que conduziu à necessidade do desligamento das unidades geradoras desta usina para o controle do armazenamento de seu reservatório, a partir das 00:00 horas do dia 25/05 (sábado) até às 24:00 horas do dia 01/06 (sexta - feira). Com isso, a defluência da usina se reduzirá nestes períodos, uma vez que da defluência mínima de uma unidade geradora sincronizada (80m3/s), poderá ser possível efetuar-se uma redução de cerca de 60m³/s, visto que a vazão mínima é de 18m³/s que será atendida através do vertedouro. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 15 / 42

16 UHE Machadinho A permanência das atuais condições hidrológicas desfavoráveis na cabeceira do rio Uruguai, as quais impõe a preservação dos armazenamentos dos reservatórios das UHEs Barra Grande e Campos Novos, conduziu à necessidade do desligamento das unidades geradoras da UHE Machadinho, para o controle de seu armazenamento mínimo, a partir das 08:00 horas do dia 05/abril. Esta operação deverá permanecer até que o nível de armazenamento da UHE Itá atinja valores reduzidos que levem a necessidade de aumento da defluência da UHE Machadinho. Durante esta operação, a defluência da usina se reduzirá para a vazão mínima de 120m³/s que será atendida através do vertedouro, possibilitando efetuar-se uma redução em torno de 150m³/s, uma vez que a defluência mínima de uma unidade geradora sincronizada é de cerca de 270m3/s. Entretanto, em função do esvaziamento do reservatório da UHE Itá, foi necessário implementar a elevação da vazão defluente da UHE machadinho a partir do dia 18/05, visando uma operação a fio d água na UHE Itá. Nesta semana, está previsto o desligamento das unidades geradoras da UHE Machadinho das 14:00 horas do dia 25/06 (sexta feira) às 09:00 horas do dia 28/06 (segunda feira), com vertimento de 120 m³/s durante este período. A partir das 09:00 horas do dia 28/06, sincronização de uma unidade geradora com previsão de desligamento no dia 25/05 (sexta feira). Com esta operação, haverá um deplecionamento no reservatório da UHE Itá no período de sábado a segunda e um replecionamento no período de terça a sexta, mantendo-se um armazenamento de cerca de 5 % VU ao final da semana. UHE Chapecó A operação da UHE Foz do Chapecó com uma unidade geradora com geração minimizada (130MW), conduz a uma defluência de 300m3/s, que somada à defluência vertida de 100m3/s, para atendimento do trecho de vazão reduzida entre a saída do vertedouro e o leito do rio, totaliza 400m3/s. Como esta é uma usina à fio d água que localiza-se a jusante na cascata do rio Uruguai, a redução em sua defluência impacta positivamente as demais usinas da bacia. Assim sendo, no período das 20:00 hora do dia 25/05 (sexta - feira) às 09:00 horas do dia 29/05 (terça-feira) estará desligada as unidades geradoras da UHE Foz do Chapecó, mantendo uma defluência vertida de cerca de 200m3/s, o que representa um ganho de cerca de 200m3/s, em relação à defluência atual. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 16 / 42

17 Em consonância com a resolução GCE nº131, de 22 de maio de 2002 o ONS manterá o despacho da UHE Itaipu para o Sistema Brasileiro, observando os limites contratuais definidos pela Eletrobrás, exceto nas seguintes situações: 1. Na iminência de vertimentos turbináveis no reservatório da UHE Itaipu, detectada pelo ONS quando da elaboração do Programa Mensal de Operação, de suas Revisões Semanais, da Programação Diária da Operação ou na Operação em Tempo Real, quando esses limites poderão ser excedidos, desde que indicado pelo despacho otimizado ou; 2. Quando a observância desses limites implicar geração adicional nas usinas de cabeceira das regiões Sudeste/Centro Oeste, com conseqüente redução de armazenamento nestes reservatórios. Deve-se observar que em situações de emergência que comprometam a segurança da operação elétrica do SIN, a geração da UHE Itaipu poderá ser superior aos valores contratuais. 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M. Moraes, Marimbondo e Água Vermelha deverá ser maximizada, em função das condições hidroenergéticas favoráveis. Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão, Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara deverá ser utilizada nesta ordem de prioridade. Bacia do Rio Tietê: A geração das usinas situadas nesta bacia deverá ser dimensionada em função das condições hidroenergética da bacia, visando o controle do nível de armazenamento das UHEs Barra Bonita e Promissão e o atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano. Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio Paraná: A geração das UHE Ilha Solteira, Três Irmãos, Porto Primavera e Jupiá será dimensionada em função do comportamento da afluência a UHE Itaipu e do atendimento das condições de navegabilidade da hidrovia ao longo do ano. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas ao máximo prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO. Bacia do Rio Paraíba do Sul: Face ao nível de armazenamento do reservatório da UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca será maximizada para atendimento dos requisitos hidráulicos da UHE Funil. A geração da UHE Funil será dimensionada com o objetivo de garantir o atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 17 / 42

18 Bacia do Rio Tocantins: A política de operação energética para a UHE Tucuruí indica que sua geração deverá ser dimensionada em função do comportamento de suas afluências, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. A geração das UHE Serra da Mesa deverá ser maximizada em todos os períodos de carga. Para as demais usinas da cascata, a geração será dimensionada em função de suas afluências, respeitando-se suas restrições operativas, alocando sua disponibilidades energéticas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Bacia do Rio São Francisco: A geração da UHE Três Marias deverá ser maximizada em todos os patamares de carga para controle do nível de armazenamento de seu reservatório face às suas condições hidroenergéticas. A geração das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga deverá ser dimensionada visando o atendimento da política de transferência de energia para a região SE/CO e a coordenação hidráulica da cascata. Bacias da Região Sul: a geração das UHE s do Rio Iguaçu, GPS e Passo Fundo deverá ser utilizadas prioritariamente para o fechamento do balanço energético da região. A geração das usinas da bacia do rios Uruguai e Jacuí deverá ser minimizada em função das condições hidroenergéticas mais desfavoráveis na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas após explorada a geração das demais usinas hidráulicas do SIN. 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. UHEs que apresentarem vertimentos; 2. UHE Serra da Mesa, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas a jusante; 3. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas para controle de cheias da usina; 4. UHE Furnas e M.Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 5. UHE Emborcação; 6. UHE Nova Ponte, mantendo-se a coordenação hidráulica da cascata (sem provocar vertimentos nas usinas de jusante e/ou redução do nível de armazenamento dos reservatórios das usinas a fio d água de jusante); 7. UHE Marimbondo; 8. UHE Água Vermelha; 9. UHEs Chavantes e Jurumirim, respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 10. UHE Itumbiara; 11. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições elétricas, a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 12. UHEs Três Irmãos / Ilha Solteira / Porto Primavera / Jupiá, respeitando-se as restrições operativas das usinas; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 18 / 42

19 13. UHE Capivara; 14. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 15. UHE Tucuruí, respeitando-se as restrições operativas da usina; 16. Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes; 17. Usinas da região Sul. Na região Sul, para atendimento as variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade: 1. Explorar disponibilidade da Região SE; 2. UHE G.Ney Braga; 3. UHE GBM; 4. UHEs Salto Osório e Salto Caxias, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 5. Salto Santiago respeitando-se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas; 6. UHE GPS; 7. UHE Passo Fundo; 8. UHE Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 9. UHE Machadinho, caso esteja sincronizada uma UG; 10. UHE Itá, respeitando-se as suas restrições operativas e da usina de jusante; 11. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas das usinas; 12. UHE Barra Grande, respeitando-se as restrições operativas das usinas. Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso. Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE L. Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 2. Sincronizar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, que esteja parada por conveniência operativa; 3. Sincronizar uma unidade geradora da UHE L. Gonzaga, que esteja parada por conveniência operativa; 4. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 19 / 42

20 6. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Região SE/CO; Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade: 1. UHE s L.Gonzaga e Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 2. Retirar uma unidade geradora da UHE L.Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 3. Retirar uma unidade geradora da UHE Paulo Afonso IV, respeitando-se as restrições operativas da usina e folga de regulação; 4. Reduzir a geração da UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 5. Reduzir a geração da UHE UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 6. Reduzir a geração da UHE UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes; 7. Retirar unidades geradoras da UHE Paulo Afonso 123/UHE Apolônio Sales, respeitando-se as restrições operativas destas usinas. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 20 / 42

21 4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN Por decisão do CMSE, o critério de segurança (N-2) passou a ser adotado na operação do tronco de 765kV. Este critério faz com que seja necessário limitar os valores de geração da UHE Itaipu, RSE, FNS e FSM, segundo o especificado nas tabelas a seguir: Tabela 4-1: Limites para Perda Dupla no Sistema 765 kv FLUXO PES MED L/Min. Geração Itaipu 60Hz RSE FSM FNS A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item. A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 21 / 42

22 As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir: Figura 4-1: Interligações entre regiões Onde: FNE Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Presidente Dutra Boa Esperança, Presidente Dutra Teresina e Colinas Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas. FNS Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kv Gurupi Serra da Mesa e Peixe 2 Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2. FCOMC Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas. FMCCO Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema. FSENE Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa. FSE Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kv Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE Recebimento pela Região Sudeste. FIV Somatório do fluxo das LT 765 kv Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL Recebimento pela Região Sul. FSUL Fornecimento pela Região Sul. FBA-IN Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna. FIN-BA Fluxo de potência ativa na LT 500 kv Ibiúna Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 22 / 42

23 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas. ATR-3 525/230 kv 672 MVA da SE Nova Santa Rita e disjuntores 1050 e kv, das 08h00min às 12h30min do dia 27/05 (domingo) A intervenção está programada para ajuste de sincronismo de fechamento e abertura da chave seccionadora A fim de minimizar o efeito de subtensão no sistema de 525 kv e 230 kv do estado do Rio Grande do Sul, quando da eventual perda da LT 525 kv Nova Santa Rita Campos Novos, seguida de atuação da proteção de falha do DJ 1062 de Nova Santa Rita, e evitar a atuação da lógica 1 (perda dupla) do estado do Rio Grande do Sul, recomenda-se adotar a seguinte restrição: Limite do fluxo para o estado do Rio Grande do Sul (FRS) 2900 MW LT 230 kv Campina Grande II / Paraíso 04V2, LT 230 kv Campina Grande II / Paraíso 04V1 e LT 230 kv Campina Grande II / Natal II 04V3 das 05h00min às 14h00min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para retirada de cabos pára-raios no vão compreendido entre as estruturas 13/1 e 14/1 da LT 04V3 Campina Grande II / Natal II. Durante esta intervenção, a UTE Jesus Soares Pereira deverá ser despachada em110 MW, para minimizar as variações de tensão na SE Natal II em caso de perda de circuitos que compartilham as mesmas estruturas, LT 230 kv Paraíso / Natal II 04N1 e 04N2 e LT 230 kv Campina Grande / Natal II 04V Expectativa de Perda de Confiabilidade - Desligamentos que impliquem em perda de grandes blocos de carga. Barra 6 de 88 kv da SE Baixada Santista das 00h00min às 07h00min dos dias 26/05 (sábado), 29/05 (terça-feira), 30/05 (quarta-feira) e 31/05 (quinta-feira) e das 03h00min às 16h00min do dia 27/05 (domingo) As intervenções estão programadas para lançamento e instalação do novo barramento superior do bay da LT 88 kv Baixada Santista Capuava. No período, contingências que ocasionem o desligamento da Barra 5 de 88 kv ou contingência em algum elemento seguida de falha de disjuntor acarretarão a interrupção das cargas supridas pela SE Baixada Santista, pela SE Henry Borden e pelo tronco de transmissão 88 kv Baixada Santista Henry Borden. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 23 / 42

24 LT 345 kv Embu Guaçu - Sul das 06h30min às 16h00min do dia 27/05 (domingo) A intervenção está programada para ajustes mecânicos e elétricos nas novas chaves seccionadoras 118 e 120 da SE Embu Guaçu. No período, a SE Sul permanecerá atendida pela LT 345 kv Baixada Santista Sul e a perda desta LT ocasionará a interrupção das cargas supridas pela SE Sul. Intervenção com risco de desligamento da Barra 3 de 88 kv da SE Milton Fornasaro das 00h00min às 07h00min do dia 28/05 (segunda-feira) ao dia 02/06 (sábado) A intervenção está programada para substituição das proteções eletromecânicas de sobrecorrente e contra falha de disjuntor por proteções digitais. No período, foi informado o risco de desligamento da Barra 3, ocasionando a interrupção de parte do suprimento das cargas atendidas pela SE Milton Fornasaro. Bloqueio da proteção diferencial de barras de 88 kv da SE Oeste das 00h30min às 06h30min dos dias 01/06 (sexta-feira) e 02/06 (sábado) A intervenção está programada para adequações nos Painéis de Proteção Diferencial de Barras, visando à entrada em operação do futuro Banco de Capacitores 2. No período, na ocorrência de falta em barra de 88 kv da SE Oeste ou falta em qualquer equipamento desse setor, seguida de falha de disjuntor, o defeito somente será eliminado pela atuação das proteções de retaguarda, acarretando o desligamento de todo o setor de 88 kv e a interrupção do suprimento das cargas atendidas pela SE Oeste. Bloqueio da proteção diferencial de barras de 88 kv da SE Henry Borden Externa das 00h00min às 05h00min dos dias 28/05 (segunda-feira) e 29/05 (terça-feira) A intervenção está programada para a realização de ensaios de energização do disjuntor do vão do Circuito 4 da LT 88 kv Henry Borden Sul C2. No período, eventuais faltas no barramento de 88 kv da UHE Henry Borden Externa somente serão eliminadas pela atuação das proteções de retaguarda, conduzindo ao desligamento de todo o setor de 88 kv da UHE Henry Borden Externa e à interrupção do suprimento das cargas atendidas pelo tronco de transmissão em 88 kv Baixada Santista - Henry Borden (Petrobrás, Ultrafértil, AGA) e das cargas atendidas pela SE Henry Borden 88 kv. Barra de 88 kv da SE Pirituba das 06h00min às 16h00min do dia 27/05 (domingo) A intervenção está programada para possibilitar a realização de manutenção corretiva em chave seccionadora e serviços em transformador de aterramento da SE Pirituba 88 kv. No período, o setor de 88 kv da SE Pirituba irá operar com em barra única e contingências que levem à perda da mesma ocasionam o desligamento das cargas supridas por aquela subestação. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 24 / 42

25 Bloqueio da proteção diferencial da Barra 2 de 345 kv da SE Nordeste das 00h30min às 05h30min do dia 29/05 ((terça-feira) A intervenção está programada para manutenção preventiva nos relés de proteção da Barra 2. No período, a ocorrência de defeito na barra ocasionará o desligamento de toda a SE Nordeste, com interrupção das cargas supridas por aquela instalação. Bloqueio da proteção diferencial de Barra 3 de 88 kv da SE Nordeste das 00h30min às 05h30min do dia 30/05 (quarta-feira) A intervenção está programada para manutenção preventiva nos relés de proteção da Barra 3. No período, a ocorrência de defeito na barra ocasionará o desligamento de toda a SE Nordeste, com interrupção das cargas supridas por aquela instalação. LT 230 kv Delmiro Gouveia / Fortaleza II 04F4 das 08h00min às 13h10min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para regulagem de chaves e correção de ponto quente nos contatos de chave seccionadora no terminal da SE Fortaleza II. Considerando geração na UTE Maracanaú de 40 MW, em caso de contingência na LT Delmiro Gouveia / Fortaleza II 04F5 é esperada sobrecarga de cerca 20% nos links de 69 kv Delmiro Gouveia / Fortaleza e sobrecarga de até 17% nos transformadores 230/69 kv da SE Fortaleza, podendo ser necessário transferir/reduzir cerca de 50 MW de carga na SE Delmiro Gouveia para reduzir o carregamento nos links de 69 kv Fortaleza / Delmiro Gouveia. LT 230 kv Fortaleza II / Pici II 04Z2 das 13h20min às 16h00min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para correção de ponto quente na chave 34Z2-2 no terminal da SE Fortaleza II. Durante o período da intervenção a SE Fortaleza II operará em barra única. Em caso de perda do barramento remanescente na SE Fortaleza II, espera-se perda de suprimento a SE Pici II. È prevista, ainda, sobrecarga de cerca 20% nos links de 69 kv Delmiro Gouveia / Fortaleza e sobrecarga de até 28% nos transformadores 230/69 kv da SE Fortaleza, podendo ser necessário transferir/reduzir cerca de 50 MW de carga na SE Delmiro Gouveia para reduzir o carregamento nos links de 69 kv Fortaleza / Delmiro Gouveia e 40 MW entre Delmiro Gouveia e Fortaleza para reduzir o carregamento dos transformadores da SE Fortaleza. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 25 / 42

26 TR 230/13,8 kv SE Bongi 04T7 das 06h10min às 15h20min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para manutenção nível zero do transformador, efetuar manutenções preventivas e corretivas em chaves seccionadoras. A Celpe informou estar ciente e de acordo com esta intervenção, que efetuará a transferência prévia de 35 MW de cargas da SE Bongi via rede de distribuição. Considerando as transferências prévias de carga, não são esperados problemas de controle de tensão ou de sobrecarga em equipamentos em condição normal ou em contingência de um dos transformadores das SE Bongi 230/69 kv ou SE Joairam. TR 500/23 kv SE Messias 05T3 das 06h30min às 09h30min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para a Chesf corrigir não conformidade térmica na bucha da fase B. A SE Messias irá operar em barra única e em caso de contingência em algum equipamento de 230 kv derivado da SE Messias seguida de falha de disjuntor ou perda do barramento de 230 kv da SE Messias haverá perda de todas as cargas das SE Maceió, Rio Largo II e Penedo e do consumidor Braskem. TR 500/230 kv SE Vila do Conde VCAT7-01 das 06h40min às 16h40min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para substituição da fase reserva do transformador pela nova fase A, substituição da fase V pela fase reserva, devido a vazamento de óleo pelo TAP de potencial da bucha de 500 kv. Durante o período desta intervenção, em caso de contingência na LT 500 kv Tucuruí - Vila do Conde C2 ou C3, com falha de disjuntor ou proteção, será desligada adicionalmente a LT Tucuruí - Vila do Conde C1, provocando uma variação de tensão instantânea de até 9% nas SE Vila do Conde, Guamá, Utinga e Santa Maria com risco de corte de carga por tensão. LT 230 kv São Luís II - São Luís I C2, SB 02 e 04 da SE São Luís II e DJ 230 kv LDDJ6-04 e 08 das 07h00min às 17h00min do dia 27/05 (domingo) Esta intervenção está programada para inspeção geral e ensaios (5 anos) na seccionadora LDSB6-38, substituição de porcas e parafusos das colunas isoladoras da seccionadora LDSB6-24, retirada de ponto quente (71ºC) no parafuso do garfo, contato móvel, fase (B) LDSB6-16, substituição do pára-raios fase A da linha LDLI-LT6-02 e sanar corrosão nas molas da seccionadora LDCA6-17. A SE São Luís II irá operar em barra única e em caso de contingência no barramento ou contingência com falha de disjuntor haverá perda de suprimento pela SE São Luís II 230 kv. Em caso de perda a LT 230 kv São Luís II - São Luís I C1, haverá interrupção de suprimento à SE São Luís I. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 26 / 42

27 LT 345 kv Ouro Preto - Vitória das 07h00min às 17h00min nos dias 26/05 (sábado) e 27/05 (domingo) A intervenção será realizada para substituição de cabos pára-raios por OPGW ao longo da linha, substituição essa necessária para a entrada das subestações de Padre Fialho e do agente Samarco. Durante esta intervenção a SE Vitória 345 kv ficará atendida pelas LTs 345 kv Campos Vitória e LT 345 kv Viana Vitória. Nessa configuração, a contingência dupla destas linhas interrompe o atendimento ao estado do Espírito Santo via SE Vitória 345 kv e, consequentemente, provoca atuação do ECC-RJ/ES cortando carga na área de concessão do Agente Escelsa e afundamento generalizado de tensão no Estado, o que poderá levar a uma perda de cerca de 1300 MW de carga no Estado do Espírito Santo na condição de carga mais severa. ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 27 / 42

28 5 Previsão de Carga Carga de Energia A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de maio onde são visualizados os valores verificados na quarta semana, bem como a estimativa para o mês com base nos dados verificados até o dia 24. São apresentadas também as previsões consideradas para o PMO de junho, sendo esses valores exibidos por subsistema, na Tabela Para a semana a previsão de carga de energia é de MW médios no subsistema SE/CO e MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior as previsões de carga indicam acréscimo de 3,5% para o SE/CO e decréscimo de 0,9% para o Sul. A carga estimada para o mês de maio de MW médios para o SE/CO e de MW médios para o Sul, quando comparada à carga verificada em abril, significam respectivamente, decréscimos de 6,5% e de 0,5%. As cargas previstas para o PMO de junho indicam acréscimos de 1,4% para o subsistema SE/CO e 0,7% para o subsistema Sul, em relação ao valor verificado no mês anterior. A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de MW médios e no Norte MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam acréscimos de 0,7% para o subsistema Nordeste e 0,5% para o subsistema Norte. A carga estimada para o mês de maio de MW médios para o Nordeste e MW médios para o Norte, quando comparada à carga verificada em abril, indicam respectivamente, decréscimos de 1,1% e de 2,0%. As previsões de carga para o PMO de junho sinalizam decréscimos de 2,8% para o subsistema Nordeste e de 1,7% para o subsistema Norte em relação ao verificado no mês anterior. Tabela Carga de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 28 / 42

29 Figura Acompanhamento Semanal da Carga Própria de Energia por Região MWmed ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 29 / 42

30 5.1.2 Carga de Demanda A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 19 a 25/05/2012 e as previsões para a semana de 26/05 a 01/06/2012. A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 31/05, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 29/05. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de MW, devendo ocorrer no período entre 18h00min e 19h00min da mesma quinta-feira, conforme apresentado na Tabela a seguir. No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 26/05, com valor em torno de MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de MW, devendo ocorrer também no sábado. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer no mesmo sábado, entre 18h00min e 19h00min, e deverá atingir valores da ordem de MW. Estes resultados podem ser verificados na Tabela a seguir. Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o período. Tabela Carga de Demanda Máxima Instantânea por Região MW ONS NT PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE JUNHO 30 / 42